Способ обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважин

Способ обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважин

Реферат

Изобретение относится к охране окружающей природной среды и может быть использовано на нефтяных месторождениях для обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин.

Кислотная ОПЗ скважин на нефтяных месторождениях является основным способом интенсификации добычи нефти за счет растворения пород вокруг скважины и очистки призабойной зоны пласта от асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО), остатков бурового раствора и других примесей, загрязняющих пласт, что улучшает фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта и, как следствие, повышает дебит скважины по нефти.

Кислотная ОПЗ заключается в закачке в скважину и продавливании в призабойную зону пласта жидкостью (нефтью или технической водой) под давлением, допускаемым прочностью обсадной колонны скважины, водных или углеводородных кислотосодержащих составов на основе соляной кислоты в смеси с фтористоводородной, уксусной, сульфаминовой или другими кислотами, а также добавками различных поверхностно-активных веществ (ПАВ), спиртов, гликолей, нефтяных растворителей и др. После закачки в пласт того или иного кислотосодержащего состава скважину закрывают на реагирование.

Время реагирования скважины кислотосодержащим составом для карбонатных пластов составляет в среднем 2-3 ч, а для песчано-глинистых коллекторов не менее 24 ч. Удельный расход кислотосодержащего состава на 1 м обрабатываемой толщи пласта зависит от радиуса обработки приствольной зоны и проницаемости коллектора, что составляет величину порядка 0,5-1,0 м³ для коллектора с низкой проницаемостью и 1,0-2,5 м³ для высоко проницаемых коллекторов. Если стенки призабойной зоны скважины сильно загрязнены АСПО, то такие скважины до закачки кислотосодержащего состава обрабатывают эффективным растворителем АСПО, например закачкой в скважину горячей нефти или дизельного топлива. По окончании реагирования скважину дренируют, при этом извлекаемую из скважины на поверхность продукцию, состоящую из продавочной жидкости, отработанного кислотосодержащего состава и продуктов очистки призабойной зоны скважины, собирают в приемную емкость, а скважину вводят в эксплуатацию.

Как показывает практика, при ОПЗ одной скважины на дневную поверхность извлекается от 20 до 100 м³ продукции кислотной обработки призабойной зоны, которая из-за ее высокой коррозионной агрессивности и опасности для окружающей природной среды не может длительное время находиться в приемной емкости и подлежит обезвреживанию и утилизации. Ежегодно на промыслах производят значительное количество ОПЗ нефтяных скважин, однако до сих пор отсутствуют эффективные способы обезвреживания и утилизации продукции кислотных обработок призабойной зоны скважин. В лучшем случае ее закачивают в поглощающие скважины или складируют в специально отведенные шламовые амбары вместе с другими нефтесодержащими отходами, образующимися при очистке резервуаров, трубопроводов или при ликвидации аваририйных разливов нефти, увеличивая тем самым на промыслах накапливаемые объемы нефтесодержащих отходов.

Известны различные способы и установки переработки и утилизации нефтесодержащих отходов (Мазлова Е.А, Мещеряков С.В. Проблемы утилизазации нефтешламов и способы их переработки. Изд. "Ноосфера", М., 2001). В основном эти способы рассчитаны на использование специального оборудования и установок, которые, по ряду причин, сложно эксплуатировать в промысловых условиях, а высокие энергетические и материальные затраты на их доставку и обслуживание не позволяют использовать известные технические решения по переработке нефтешламов для утилизации и обезвреживания продукции кислотных ОПЗ нефтяных скважин.

Известен способ переработки промышленных отходов (отработанных буровых растворов на водной основе или буровых шламов) в искусственный почвогрунт путем введения в указанные отходы безводной окиси кальция, торфа и фосфорсодержащих минеральных удобрений в количестве, обеспечивающем достижение рН водной вытяжки полученного почвогрунта в пределах 6,2-6,8, причем смесь торфа и фосфорсодержащего минерального удобрения вводят не ранее 2-3 суток (RU 2187531 С1, 2002.08.20). Недостатком способа является длительность процесса отвердения обезвреженных буровых отходов.

Известен способ утилизации отходов (нефтешламы), содержащих до 40-60% нефти (нефтепродуктов) и до 70-80% воды, путем их смешения с обезвреживающими компонентами, в качестве которых используют оксиды кальция и магния при следующих соотношениях, мас.%: оксид кальция - 10-40, оксид магния - 3-5, нефтяной шлам - до 100 (RU 2187466 C1, 2002.08.20). Недостатки - данный способ не предусматривает выделения из перерабатываемых отходов нефтяной фазы, связан с большим расходом, в 1,5 раза превышающим количество перерабатываемого нефтешлама, обезвреживающих компонентов, при этом процесс отвердения обезвреженных отходов растянут во времени, а для их утилизации "захоронением" необходимо сооружать специально вырытые котлованы, которые после их заполнения обезвреженными отходами засыпают землей или песком для предотвращения размыва водой и выщелачивания не затвердевшего материала.

Известен способ разложения обратных нефтяных эмульсий на нефтяную и водную фазы методом обращения фаз, когда трудно разлагаемую эмульсию обратного типа, т.е. типа "вода в масле", диспергируют в избытке горячей водной фазы, при этом образуется нефтяная эмульсия прямого типа, т.е. типа "масло в воде", скорость расслоения которой на нефтяную и водную фазы значительно выше, чем скорость расслоения эмульсии обратного типа (Сельский Л.А. "Об основных закономерностях образования и разложения эмульсий и простейшем методе деэмульсации нефти." ж. "Нефтяное хозяйство", 1954, №4, с.61-65). Недостаток способа - большой расход горячей воды, при расслаивании системы механические примеси остаются в нефтяной фазе, а остаточное содержание воды в нефтяной фазе, в отсутствии реагента - деэмульгатора, составляет и более 10%. Кроме того, данный способ не предназначен для решения проблемы обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины.

Особенно остро проблема с утилизацией продукции кислотных ОПЗ скважин стоит на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Крайнего Севера, где, по ряду причин, сооружение шламовых амбаров и поглощающих скважин ограничено. По этой причине часто при завершении ОПЗ скважины, после частичного расслоения в приемной емкости кислотной продукции на нефтяную эмульсию обратного типа, типа "вода в масле", и кислотосодержащую водную фазу, нефтяную эмульсию откачивают в промысловый трубопровод, а кислотосодержащую водную фазу, без какой-либо обработки, сбрасывают на рельеф, что на длительное время превращает загрязненные участки в зоны экологического бедствия из-за крайне медленного протекания в данных регионах процессов самоочищения природной среды от нефти, нефтепродуктов и раскисления водной фазы. Кроме того, широко практикуемая откачка из приемной емкости в промысловый нефтесборный трубопровод нефтяной эмульсии обратного типа с высоким содержанием в ней кислотосодержащей водной фазы, АСПО и механических примесей ведет не только к отложению осадков и снижению пропускной способности промыслового трубопровода и его быстрому коррозионном износу, но и является причиной ухудшения качества товарной нефти и увеличения объемов формирования нефтесодержащих отходов на установках подготовки нефти и очистки сточных вод (Мавлютова М.З., Мамбетова Л.М. Нефтяные отходы при подготовке нефти на промыслах и способы их утилизации. Труды БашНИПИнефти, 1975 г., вып. 42, с.97 - наиболее близкий аналог).

Технический результат - разработка способа обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважин, позволяющего осуществлять откачку практически безводной нефтяной фазы в промысловый трубопровод, а нейтральную водную фазу применять в качестве нефтеотмывающей жидкости или удобрения или утилизировать путем рассеянного сброса на рельеф.

В способе обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважин, включающем расслоение в приемной емкости указанных продуктов на нефтяную эмульсию обратного типа, типа "вода в масле", и кислотосодержащую водную фазу и их утилизацию, в кислотосодержащую водную фазу вводят деэмульгатор - оксифос в количестве 0,1-1,0 мас.%, перемешивают ее при температуре не ниже 20°С в течение 5-10 мин с нефтяной эмульсией обратного типа в соотношении объемов 3:1, образующуюся при этом эмульсию прямого типа, типа "масло в воде", разделяют методом отстаивания на практически безводную нефтяную фазу и кислотосодержащий водный раствор оксифоса, указанную нефтяную фазу откачивают в промысловый трубопровод, а указанный раствор оксифоса нейтрализуют и одновременно осуществляют его флотационную очистку от загрязняющих веществ путем постепенного добавления в него 50%-ного водного раствора карбоната калия в количестве, обеспечивающем достижение значения рН указанного раствора оксифоса, равного значению рН природных поверхностных или грунтовых вод региона, после чего нейтральный раствор оксифоса используют в качестве нефтеотмывающей жидкости.

Возможно осуществлять дополнительную адсорбционную очистку от загрязняющих веществ нейтрального водного раствора оксифоса, фильтруя его через адсорбент, а после указанной очистки использовать его в качестве калийного и фосфорсодержащего удобрения или утилизировать путем рассеянного сброса на рельеф с предварительным разбавлением водой. В качестве адсорбента используют смесь раздробленных материалов растительного и минерального происхождения, взятых в соотношении масс 1:1, в качестве материалов растительного происхождения используют торф или солому, или древесные опилки, а в качестве материалов минерального происхождения - глину или песок, или природный грунт.

Выделенные при указанных выше флотационной и адсорбционной очистках загрязняющие вещества вместе с отработанным адсорбентом обезвреживают, смешивая с безводной окисью кальция в соотношении масс 1:1, а затем используют для отсыпки технологической площадки или обвалования скважины.

Таким образом, использование в предлагаемом способе оксифоса и карбоната калия позволяет при обработке продуктов кислотной обработки нефтяных скважин выделять из них практически в полном объеме безводную нефтяную фазу, которую утилизируют путем закачки в промысловый трубопровод, и нейтрализованный водный раствор оксифоса, насыщенный солями калия, который используют или как нефтеотмывающую жидкость, или как средство для ликвидации последствий разливов нефти или нефтепродуктов, аналогично известному техническому решению (авторское свидетельство СССР №602214, Бюл. №14, 1978 г.), или после дополнительной адсорбционной очистки водный раствор используют в качестве калийсодержащего минерального удобрения или утилизируют путем рассеянного сброса на рельеф, при этом в качестве адсорбента используют смесь раздробленных материалов растительного (торф или солома, или древесные опилки и др.) и минерального (песок, или глина, или природный грунт и др.) происхождения, взятых в весовом соотношении 1:1.

Выделенные при флотационной и адсорбционной очистке водного раствора оксифоса механические примеси, диспергированные частицы АСПО, нефть и нефтепродукты, вместе с отработанным адсорбентом, по аналогии с известным техническим решением (RU 2187466) смешивают с негашеной известью в соотношении объемов 1:1 и обезвреженный таким образом продукт утилизируют в качестве искусственного почвогрунта, например, при отсыпке технологической площадки, или обваловании скважины.

Сущность предлагаемого способа поясняется фиг.1, где представлена принципиальная схема обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны нефтяной скважины. Схема включает нефтяную скважину 1, отсекающие задвижки 2, 3, 11 и 12, приемную емкость 4, плавающий заборник 5, резервный блок с водной фазой 6, блок диспергирования 7, блок дозирования оксифоса 8, блок расслоения нефтяной эмульсии прямого типа 9, заборник откачки безводной нефтяной фазы 10, блок нейтрализации и флотационной очистки водного раствора оксифоса 13, блок дозирования концентрированного водного раствора карбоната калия (поташа) 14, буферный блок приема и откачки водного раствора оксифоса в качестве нефтеотмывющей жидкости 15, блок адсорбционной очистки водного раствора оксифоса 16, буферный блок приема и откачки водного раствора оксифоса в качестве калийсодержащего минерального удобрения, или утилизации путем рассеянного сброса на рельеф 17 с предварительным разбавлением раствора пресной водой.

Уловленные при флотационной очистке водного раствора оксифоса в блоке 13 и при адсорбционной очистке в блоке 16 загрязняющие вещества: механические примеси, частицы АСПО, нефть и нефтепродукты, вместе с отработанным адсорбентом поступают в блок обезвреживания 18, где смешиваются в соотношении объемов 1:1 с негашеной известью, поступающей из блока 19, а обезвреженный продукт используют для обвалования скважин или отсыпки площадки.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

После завершения кислотной обработки призабойной зоны скважины при закрытой задвижке 3 открывают задвижку 2 и в приемную емкость 4 из скважины 1 дренируют продукцию кислотной ОПЗ скважины, после чего задвижку 2 закрывают, открывают задвижку 3 и скважину пускают в эксплуатацию.

Продукцию кислотной ОПЗ скважины в приемной емкости 4 отстаивают в течение 1-2 часов, при этом определяют температуру отделяемой обратной нефтяной эмульсии и объем выделяемой в свободном виде кислотосодержащей водной фазы. При выделении в приемной емкости кислотосодержащей водной фазы в пределах 3-5 м и температуры не ниже 20°С (при температуре ниже 20°С применяют подогрев водной фазы), осуществляют откачку кислотосодержащей водной фазы в блок диспергирования 7 в объеме, равном 2/3 рабочего объема блока 7 (при малом объеме отделившейся кислотосодержащей водной фазы в приемной емкости недостающий объем водной фазы в блоке 7 компенсируют путем подачи воды из резервного водного 6), после чего в водную фазу в блоке 7 из блока 8 дозируют биологически мягкий ПАВ - оксифос, расход которого в зависимости от устойчивости обратной нефтяной эмульсии может колебаться в пределах 0,1-1,0 мас.%, затем в блок 7 из приемной емкости 4 откачивают обратную нефтяную эмульсию в объеме, равном 1/3 рабочего объема блока 7, и систему подвергают перемешиванию (диспергированию) в течение 5-10 мин, поле чего образующуюся нефтяную эмульсию прямого типа из блока 7, при закрытых задвижках 11 и 12 откачивают в блок расслаивания 9, где после 1-2 часов отстоя нефтяную эмульсия прямого типа разделяют на практически безводную нефтяную фазу и водный раствор оксифоса с перешедшими в него из нефтяной фазы механическими примесями, диспергированными частицами АСПО, нефти и нефтепродуктов. Далее при закрытой задвижке 11 и открытой задвижке 12 из блока 9 в блок нейтрализации 13 откачивают отделившийся кислотосодержащий водный раствор оксифоса, куда одновременно из блока 14 небольшими порциями, во избежание интенсивного пенообразования, дозируют 50%-ный водный раствор карбоната калия (поташа), в количестве обеспечивающем достижение значения рН водной фазы, равного значению рН поверхностных или грунтовых вод данного нефтяного региона.

После того, как из блока 9 будет сброшен на нейтрализацию в блок 11 весь кислотосодержащий водный раствор оксифоса, задвижку 12 закрывают, открывают задвижку 11 и оставшуюся в блоке 9 практически безводную нефтяную фазу, через заборник 10, откачивают в промысловый трубопровод. Затем задвижку 11 закрывают и в блоке 7 процесс диспергирования в 0,1-1,0 мас.% кислотосодержащем водном растворе оксифоса обратной нефтяной эмульсии в соотношении объемов 3:1 повторяют до тех пор, пока из приемной емкости 4 не будет откачена в блок 7 вся нефтяная эмульсия обратного типа.

В блоке 13 процесс нейтрализации кислотосодержащего водного раствора оксифоса, при постепенном дозировании в него 50%-ного раствора карбоната калия, одновременно сопровождается и процессом флотационной очистки данного раствора выделяющимися при реакции нейтрализации микропузырьками углекислого газа, что позволяет выделить в виде пенного слоя из нейтрального водного раствора оксифоса основное количество (90-95%) содержащихся в нем загрязняющих веществ (механических примесей, частиц АСПО, эмульгированную нефть и нефтепродукты) и использовать полученный нейтральный водный раствор в качестве нефтеотмывающей жидкости при ликвидации нефтяных загрязнений.

Кроме того, учитывая, что в данном растворе в процессе его нейтрализации карбонатом калия может образоваться значительное (до 200 г/л) количество хлорида калия, то данный раствор, после его адсорбционной очистки, используют в качестве жидкого минерального удобрения, а в случае отсутствия потребителя, утилизируют данный раствор путем его рассеянного сброса на рельеф, при этом в блоке 17 производят его предварительное разбавление пресной водой.

Загрязнения различного типа, выделенные из кислотосодержащего водного раствора оксифоса при его нейтрализации в блоке 13, равно как и другие вредные примеси, выделенные из нейтрального водного раствора оксифоса при его дополнительной адсорбционной очистке, вместе с отработанным адсорбентом поступают в блок 18, где в процессе их смешения с негашеной известью, поступающей из блока 19, в соотношении объемов 1:1, производят их обезвреживание, при этом обезвреженный продукт используют для обвалования скважин.

Ниже приведены результаты осуществления предложенного способа обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважин на примере продуктов, образующейся при кислотной обработке призабойной зоны скважины, добывающей тяжелую, высоковязкую, обводненную нефть Верхозимского месторождения НГДУ "Пензанефть", где в качестве состава для кислотной обработки скважины использовали 10%-ный водный раствор соляной кислоты.

В табл.1 представлены экспериментальные данные, характеризующие компонентый состав и свойства добываемой продукции нефтяной скважины до обработки призабойной зоны кислотной составом и компонентный состав и свойства продукции, дренируемой из скважины в приемную емкость, после завершения ОПЗ нефтяной скважины указанным кислотным составом.

В табл.2 представлены данные, характеризующие изменение свойств продукции кислотной ОПЗ нефтяной скважины до и после ее обработки предлагаемым способом, в том числе и качество выделяемой нефтяной фазы.

В табл.3 представлены данные, характеризующие изменение рН и качество очистки водной фазы до и после ее обработки предлагаемым способом.

Как следует из приведенных данных, извлекаемая из скважины продукция кислотной обработки призабойной зоны пласта характеризуется, в сравнении с продукцией до обработки кислотным составом, более высоким (в 3 раза) содержанием механических примесей, высоким содержанием асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, а расслаивающаяся водная фаза очень низким (в пределах 0,5-1,0) значением рН. Из табл.1 также следует, что продукция нефтяной скважины данного месторождения как до ОПЗ, так и после кислотной ОПЗ, представляет из себя высокообводненную (содержание воды 75,6-83,5%) трудно расслаиваемую при температуре 20°С эмульсию обратного типа.

Обработка такой эмульсионной системы предлагаемым способом (диспергирование в течение 5-10 мин с тремя объемами 1,0%-ного водного раствора оксифоса с последующим отстаиванием образующейся эмульсии прямого типа при 20°С в течение 1-2 ч) позволяет, как это следует из данных табл. 2, выделить практически безводную нефтяную фазу (степень обезвоживания 96-99%, остаточное содержание воды 1-5 мас.%), в то время как при тех же условиях степень обезвоживания нефтяной эмульсии обратного типа не превышает 30-40%, а содержание эмульгированной воды в нефтяной фазе колеблется в пределах 45-50%. Кроме того, приведенные в табл.2 данные по содержанию взвешенных частиц (механических примесей) в отделяемой водной фазе при расслоении эмульсии обратного типа, до обработки и после ее обработки предлагаемым способом, т.е. при расслоении эмульсии прямого типа, подтверждают факт, что при обработке продуктов кислотной ОПЗ скважины предлагаемым способом, наряду с глубоким обезвоживанием нефтяной фазы, происходит и процесс ее очистки от механических примесей, что не имеет места при расслоении нефтяной эмульсии обратного типа. В табл.3, в обобщенном виде, представлены данные о характере изменения свойств кислотосодержащего водного раствора оксифоса, выделенного при обработке продуктов кислотной ОПЗ скважины, т.е. выделенного при расслоении нефтяной эмульсии прямого типа на практически безводную нефтяную фазу и 1,0% кислотосодержащий водный раствор оксифоса до его нейтрализации, после нейтрализации 50%-ным водным раствором карбоната калия до значения рН водной фазы в пределах 6,2-6,8, при одновременном осуществлении процесса его флотационной очистки от загрязняющих примесей, а также характеристика данного раствора после его дополнительной очистки фильтрацией через адсорбент, состоящий из древесных опилок и доломитовой муки, взятых в соотношении масс 1:1. Из полученных данных следует, что использование в предлагаемом способе в качестве нейтрализующего агента 50%-ный водный раствор карбоната калия позволяет нейтрализовать кислотосодержащую водную фазу до значения рН водной фазы 6,2-6,8 (наиболее распространенное значение рН водной вытяжки большинства грунтов), при этом в результате выделения при нейтрализации кислотосодержащего водного раствора пузырьков углекислого газа происходит его эффективная флотационная очистка от механических примесей (на 94-95%), эмульгированной нефти (нефтепродуктов) на 90-95% и, частично (на 10-15%) от оксифоса. Такую нейтральную водную фазу с остаточным содержанием оксифоса в пределах 0,8-0,9% используют в качестве нефтеотмывающей жидкости, например, при ликвидации последствий аварийных разливов нефти. Если же нейтрализованный водный раствор оксифоса подвергают дополнительной очистке путем фильтрации через адсорбент, состоящий из дробленого материала растительного (торф, солома, древесные опилки и др.) и минерального (глина, песок, грунт и др.) происхождения, взятых в соотношении масс. 1:1, то после такой очистки водный раствор с содержанием хлорида калия в пределах 10-20% и остаточным содержанием биологически мягкого калий- и фосфорсодержащего ПАВ-оксифоса в пределах 0,1-0,5% используют в качестве ценного минерального удобрения. При отсутствии потребителя данный раствор, после его предварительного разбавления пресной водой, утилизируют путем рассеянного сброса на рельеф.

Механические примеси, частицы АСПО, эмульгированная нефть и нефтепродукты, выделенные флотацией углекислым газом в процессе нейтрализации кислотосодержащей водной фазы и при ее доочистке методом адсорбции, вместе с отработанным адсорбентом, смешивают с негашеной известью (оксидом кальция) в соотношении масс 1:1, а обезвреженную массу используют при обваловании скважины или отсыпке технологической площадки.Основные технологические показатели, выявленные при опытно-промышленных испытаниях предлагаемого способа обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины приведены в табл. 4. Из приведенных в табл.4 данных следует, что при реализации предлагаемого способа на практике не требуется применения высокой температуры, что характерно для большинства известных способов переработки нефтесодержащих отходов, способ прост в исполнении, ориентирован на использование доступных и недорогих реагентов и материалов, основные технологические операции осуществляются за короткий промежуток времени, что позволяет после ОПЗ скважины в течение нескольких часов решать проблему обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны данной скважины.

Таблица 1
№ Показатели	Продукция скважины до обработки кислотным составом	Продукция, дренируемая из скважины после ОПЗ кислотным составом
1. Содержание водной фазы, %	75,6	83,5
2. Значение рН водной фазы	6,5	0,5
3. Остаточное содержание водной фазы после 2-х часов отстоя при
температуре 20°С, %	50,5	56,3
4. Характеристика безводной нефти
- плотность, г/см3	0,936	0,950
- вязкость при 20°С, сст	830	940
6. Содержание в нефти. мас. %:
- асфальтенов	8,5	9,7
- смол	26,6	28,9
- парафинов	5,4	6,8

Таблица 2
№ Показатели	Продукция кислотной обработки призабойной зоны скважины:
	До обработки	После обработки предлагаемым способом
1. Тип нефтяной эмульсии	Эмульсия типа "вода в нефти"	Эмульсия типа "нефть в воде"
2. Остаточное содержание воды в нефтяной фазе после 2-х час. Отстаивания при t=20°C, %	45-50	1-5
3. Степень обезвоживания нефтяной фазы, %	34-41	96-99
4. Значение рН водной фазы	0,5-1,0	6,2-6,8
5. Содержание оксифоса в водной фазе, %	отс	1,0
6. Количество взвешенных частиц в водной фазе, мг/ л	10-15	250-300

Таблица 3
Показатели	Характеристика водной фазы
	До нейтрализации	После нейтрализации	После адсорбционной очистки
1. Значение рН водной фазы	0,5-1,0	6,2-6,8	6,2-6,8
2. Содержание мех. примесей, мг/л	250-300	10-15	отс
3. Степень очистки от мех. примесей, %	-	94-95	100
4. Содержание нефтепродукта, мг/л	500-1000	25-50	0,5-1.0
5. Степень очистки от нефтепродукта, %	-	90-95	99,9-100
6. Содержание оксифоса, %	1,0	0,8-0,9	0,1-0,5
7. Степень очистки от оксифоса, %	-	10-15	50-90
8 Содержание хлорида калия, %	отс	10-20	10-20

Таблица 4
№ Параметры работы установки	Ед. измерения	Значения
1. Производительность установки	в пределах, м3/ч	2-5
2. Температурный режим	не ниже, °С	20
3. Продолжительность отдельных технологических процессов*):
3.1 - перемешивания	в пределах, мин	5-15
3.2 - расслоения	в пределах, ч	1-2
3.3 - нейтрализации	в пределах, мин	10-15
3.4 - флотационной очистки	в пределах, мин	10-15
3.5 - адсорбционной очистки	в пределах, ч	1-2
3.6 - обезвреживания	в пределах, ч	2-8
4. Расход реагентов на 1 м3 обрабатываемого продукта:
4.1 - пресной воды	в пределах, м3	1-3
4.2 - оксифос КД-6 (ТУ 602-1148-78)	в пределах, кг	5-10
4.3 - карбонат калия (ГОСТ 1069073)	в пределах, кг	100-200
4.4 - негашеная известь (оксид кальция)	в пределах, кг	50-100
4.5 - торф (древесные опилки)	в пределах, кг	25-50
4.6 - грунт (песок, глина)	в пределах, кг	25-50
*) Циклический режим работы, продолжительность одного цикла неболее 1-2 ч

1. Способ обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважин, включающий расслоение в приемной емкости указанных продуктов на нефтяную эмульсию обратного типа - типа "вода в масле" - и кислотосодержащую водную фазу и их утилизацию, отличающийся тем, что в кислотосодержащую водную фазу вводят деэмульгатор - оксифос в количестве 0,1-1,0 мас.%, перемешивают ее при температуре не ниже 20°С в течение 5-10 мин с нефтяной эмульсией обратного типа в соотношении объемов 3:1, образующуюся при этом эмульсию прямого типа - типа "масло в воде" - разделяют методом отстаивания на практически безводную нефтяную фазу и кислотосодержащий водный раствор оксифоса, указанную нефтяную фазу откачивают в промысловый трубопровод, а указанный раствор оксифоса нейтрализуют и одновременно осуществляют его флотационную очистку от загрязняющих веществ путем постепенного добавления в него 50%-ного водного раствора карбоната калия в количестве, обеспечивающем достижение значения рН указанного раствора оксифоса, равного значению рН природных поверхностных или грунтовых вод региона, после чего нейтральный раствор оксифоса используют в качестве нефтеотмывающей жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют дополнительную адсорбционную очистку от загрязняющих веществ нейтрального водного раствора оксифоса, фильтруя его через адсорбент, а после указанной очистки его используют в качестве калийного и фосфорсодержащего удобрения или утилизируют путем рассеянного сброса на рельеф с предварительным разбавлением водой.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве адсорбента используют смесь раздробленных материалов растительного и минерального происхождения, взятых в соотношении масс 1:1.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что используют в качестве материалов растительного происхождения торф, или солому, или древесные опилки, а в качестве материалов минерального происхождения - глину, или песок, или природный грунт.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что выделенные при указанных выше флотационной и адсорбционной очистках загрязняющие вещества вместе с отработанным адсорбентом обезвреживают, смешивая с безводной окисью кальция в соотношении масс 1:1, а затем используют для отсыпки технологической площадки или обвалования скважины.